El descubrimiento de petróleo en 2015 sorprendió a Guyana con un marco legal obsoleto diseñado décadas antes de convertirse en productor petrolero. Desde entonces, el país ha experimentado una profunda transformación regulatoria que busca equilibrar la atracción de inversión extranjera con la protección de sus intereses nacionales y ambientales. Este proceso revela una historia de dos épocas: contratos heredados que el gobierno considera intocables por razones de estabilidad jurídica, y una nueva generación de regulaciones que buscan corregir los errores del pasado.
El legado del PSA de 2016: un contrato que permanece
El Acuerdo de Participación en la Producción (PSA) de 2016 para el Bloque Stabroek, firmado entre Guyana y el consorcio ExxonMobil-Hess-CNOOC, se ha convertido en el documento más controvertido de la historia petrolera del país. Este contrato establece términos fiscales que muchos consideran excesivamente favorables para las empresas petroleras, pero que el gobierno se ha comprometido a respetar por razones de estabilidad contractual.
Términos fiscales del PSA de Stabroek
Los términos del PSA de 2016 incluyen:
- Regalía del 2%: Una de las tasas más bajas del mundo para proyectos petroleros offshore
- Recuperación de costos del 75%: Las empresas pueden recuperar hasta el 75% de los ingresos mensuales antes de compartir ganancias
- Reparto 50/50 del petróleo de ganancia: Del 25% restante después de la recuperación de costos, Guyana recibe el 12.5% y las empresas el 12.5%
- Exención de impuesto corporativo: Las empresas no pagan impuestos sobre la renta corporativa, siendo Guyana quien asume esta obligación de su propia participación
- Deducibilidad de costos de desmantelamiento: Los costos de abandono son considerados costos recuperables
A pesar de las críticas generalizadas, el análisis del Ministerio de Recursos Naturales argumenta que, considerando todos los factores, Guyana efectivamente recibe una participación mayor que las empresas cuando se contabiliza correctamente. Sin embargo, analistas independientes del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA) estimaron que para mayo de 2022, el consorcio había recibido aproximadamente 3,600 millones de dólares mientras Guyana solo había recibido 607 millones.
Cláusulas de estabilidad que impiden la renegociación
El PSA de 2016 contiene cláusulas de estabilidad contractual que prohíben efectivamente la renegociación unilateral. El Artículo 32 del contrato establece que el gobierno no puede “renegociar, evitar, alterar o limitar” las condiciones del acuerdo sin el consentimiento escrito de las empresas. Esta disposición vincula a Guyana incluso si cambian las circunstancias económicas o políticas.
El gobierno del Partido Progresista del Pueblo/Cívico (PPP/C), que asumió el poder en 2020, inicialmente fue criticado por su posición sobre el contrato. El Vicepresidente Bharrat Jagdeo aclaró públicamente que, si bien considera que el contrato podría haber sido mejor negociado, el gobierno respetará la “santidad del acuerdo” para mantener la confianza de los inversionistas. La administración ha dejado claro que su estrategia es “una mejor administración de contratos con Exxon y renegociar mejores términos con todas las demás compañías de petróleo y gas”.
Esta decisión de no renegociar se fundamenta en consideraciones pragmáticas: cualquier intento de modificación unilateral podría resultar en arbitraje internacional costoso, pérdida de confianza inversionista y potencialmente desalentar la inversión en futuros bloques. Desde el inicio de la producción en diciembre de 2019, Guyana ha recibido más de 5,000 millones de dólares en ingresos petroleros bajo estos términos.
La nueva era regulatoria: Petroleum Activities Act 2023
Para modernizar el marco legal y aplicarlo a futuros contratos, Guyana aprobó el Petroleum Activities Act 2023 (Ley de Actividades Petroleras de 2023), que entró en vigor el 1 de septiembre de 2023. Esta legislación reemplaza las obsoletas leyes petroleras de 1986 y representa el primer marco regulatorio integral diseñado específicamente para un Guyana productor de petróleo.
Principales innovaciones del Petroleum Activities Act
1. Confirmación de la propiedad estatal sobre el petróleo
La nueva ley confirma explícitamente que todo el petróleo que existe en su condición natural en el territorio nacional, incluyendo el mar territorial, la zona contigua, la plataforma continental y la zona económica exclusiva, pertenece al Estado. Esta disposición fundamental establece la base jurídica para el control gubernamental sobre todos los recursos petroleros.
2. Fortalecimiento de la autoridad del Ministro
La ley centraliza poderes significativos en el Ministro responsable del petróleo, incluyendo:
- Licenciamiento de exploración, producción, almacenamiento y transporte de petróleo
- Coordinación con agencias estatales sobre aspectos ambientales y de seguridad
- Monitoreo de las operaciones petroleras y aplicación de sanciones por incumplimiento
- Desarrollo de términos de referencia y criterios de calificación para otorgar licencias
- Autorización de licencias para el almacenamiento geológico de dióxido de carbono
El Ministro puede otorgar licencias a través de licitación competitiva o mediante negociación directa cuando el Gabinete determine que circunstancias especiales justifican este procedimiento en el interés nacional o la seguridad nacional.
3. Marco para el desmantelamiento (decommissioning)
Una de las innovaciones más significativas es la inclusión de requisitos detallados para el desmantelamiento de infraestructura petrolera. Los titulares de licencias son exclusivamente responsables de la remoción de toda la propiedad utilizada en operaciones petroleras y deben remediar el área afectada de acuerdo con estándares y prácticas internacionales de la industria.
La ley exige que se presente un plan de desmantelamiento y presupuesto al Ministro no menos de dos años antes del cese de actividades de exploración o producción, o antes de la expiración de licencias asociadas. Esta disposición busca prevenir que las empresas abandonen infraestructura sin asumir los costos de limpieza, un problema común en otras jurisdicciones petroleras.
4. Seguridad de instalaciones petroleras
El Acta introduce requisitos novedosos sobre seguridad. La Parte XIII establece que los titulares de licencias deben implementar y mantener medidas de seguridad preventivas diseñadas para proteger instalaciones y pozos de amenazas y ataques, además de planes de contingencia para enfrentar tales eventos. Esta disposición refleja preocupaciones geopolíticas, particularmente la disputa territorial con Venezuela por la región del Esequibo.
5. Almacenamiento geológico de carbono
La ley contempla por primera vez el marco para operaciones de captura y almacenamiento de carbono (CCS), autorizando al Ministro a otorgar licencias para el almacenamiento geológico de gas natural y dióxido de carbono. Esta disposición posiciona a Guyana para participar en mercados de carbono y proyectos de mitigación climática, aunque el marco regulatorio específico para CCS aún está en desarrollo.
6. Unitización transfronteriza
El Acta incluye provisiones para la unitización transfronteriza, que permite el desarrollo coordinado de yacimientos que cruzan fronteras marítimas. Esta disposición es particularmente relevante dada la proximidad de los bloques petroleros de Guyana con los de Surinam y la posibilidad de descubrimientos compartidos.
Los nuevos términos del PSA modelo: cambios para futuros contratos
En respuesta a las críticas sobre el PSA de Stabroek, Guyana desarrolló un nuevo PSA modelo con términos fiscales significativamente mejorados que se aplican exclusivamente a nuevos bloques petroleros. Este modelo se utilizó en la primera ronda competitiva de licitaciones lanzada en diciembre de 2022, que ofreció 14 bloques offshore.
Comparación de términos fiscales: PSA antiguo vs. nuevo
| Concepto | PSA Stabroek (2016) | Nuevo PSA Modelo (2022) |
|---|---|---|
| Regalías | 2% | 10% |
| Recuperación de costos | 75% | 65% |
| Reparto de ganancias | 50/50 | 50/50 |
| Impuesto corporativo | 0% (exento) | 10% |
| Participación efectiva de Guyana | ~14.5% | ~27.5%+ |
Los nuevos términos representan una mejora sustancial en la participación gubernamental. La regalía del 10% es cinco veces mayor que la del contrato de Stabroek, y la reducción del límite de recuperación de costos del 75% al 65% significa que más ingresos fluyen al reparto de ganancias. La introducción de un impuesto corporativo del 10% añade una fuente adicional de ingresos que no existía en el contrato original.
Estado de adopción de los nuevos términos
Para febrero de 2025, cuatro de los postores en la primera subasta offshore aceptaron los términos del nuevo PSA:
- Bloque S4: TotalEnergies, Qatar Energy y Petronas
- Bloque S5 y S10: International Group Investment Inc. y Montego Energy
- Bloque S7: Liberty Petroleum Corporation y Cybele Energy
- Bloque D1: Delcorp Inc., Watad Energy y Arabian Drillers
Significativamente, ExxonMobil, que recibió el Bloque S8, estaba “todavía revisando el PSA” al momento del reporte, y Sispro Inc., adjudicataria de los bloques S3 y D2, no había respondido. Alistair Routledge, presidente de Exxon Guyana, expresó que la compañía no tiene reparos con los términos fiscales, pero le preocupan las “medidas punitivas” y plazos inusualmente cortos para actividades en aguas profundas.
Los expertos consideran que los nuevos términos fiscales de Guyana son más competitivos que los de su vecino Surinam, que tiene una regalía del 6.25% pero un impuesto corporativo del 36%, comparado con el 10% de Guyana. Sin embargo, el verdadero impacto de estos términos mejorados solo se sentirá cuando se realicen descubrimientos importantes fuera de Stabroek y estos entren en producción.
Local Content Act 2021: priorización de guyaneses
El 31 de diciembre de 2021, Guyana aprobó el Local Content Act 2021 (Ley de Contenido Local de 2021), marcando un punto de inflexión en la estrategia del país para capturar beneficios económicos de la industria petrolera. Esta legislación responde a las percepciones de que guyaneses estaban siendo marginados en su propia industria petrolera, con empresas extranjeras dominando todos los niveles de participación.
Objetivos y alcance de la Ley
La ley busca “maximizar el nivel, calidad y beneficios de la participación en la cadena de valor del sector petrolero por parte de guyaneses”. Sus objetivos específicos incluyen:
- Capacitación, desarrollo e iniciativas de empleo (Desarrollo de Capacidades)
- Asegurar disponibilidad de participación accionaria para intereses guyaneses calificados (Valor de Propiedad)
- Desarrollo de proveedores y servicios locales para operaciones del sector (Contenido Local)
- Manejo, procesamiento, comercio y utilización de petróleo crudo y gas natural producidos (Valor Agregado)
- Contribuciones sociales bien diseñadas para mayor impacto y beneficios (Beneficios Sociales)
Requisitos mínimos de contenido local
La legislación establece requisitos mínimos específicos de contenido local para 40 diferentes servicios que las empresas petroleras y sus subcontratistas deben adquirir de compañías guyanesas. Algunos ejemplos incluyen:
- 90% de alquiler de espacios de oficina y servicios de alojamiento
- 90% de servicios de limpieza, lavandería y catering
- 95% de servicios de control de plagas
- 100% de servicios de seguros locales
- 75% de suministro de alimentos locales
- 90% de servicios de contabilidad locales
Planes de Contenido Local obligatorios
Los operadores deben presentar al Ministro, con 60 días de anticipación al inicio de cada año, un Plan Anual de Contenido Local que debe abordar:
- Todo el trabajo y actividades relacionadas con petróleo en el bloque, subdividido por proyectos específicos
- Estimaciones de utilización de personas, proveedores y subcontratistas guyaneses
- Capacitación de personas guyanesas e iniciativas de desarrollo de capacidades
- Nombres de contratos importantes prospectivos que requerirán planes de contenido local
- Filosofía y principios de gestión de contenido local del operador
- Organización interna para contenido local, incluyendo posiciones responsables
El Ministro tiene 21 días para revisar el plan y reunirse con el operador para discutir modificaciones, y posteriormente 14 días adicionales para aprobarlo. Los operadores también deben presentar reportes de contenido local semestrales y anuales.
Preocupaciones sobre compatibilidad con CARICOM
La implementación del Local Content Act ha generado interrogantes sobre su compatibilidad con las obligaciones de Guyana bajo el Tratado Revisado de Chaguaramas (RTC), que establece el mercado común del Caribe (CARICOM). El RTC garantiza libre circulación de bienes, servicios, capital y mano de obra calificada entre estados miembros, potencialmente en conflicto con las preferencias exclusivas para nacionales y empresas guyanesas.
La legislación ha sido descrita como potencialmente discriminatoria contra otros nacionales de CARICOM, creando tensiones entre los objetivos de desarrollo nacional y las obligaciones regionales de integración. Este debate refleja tensiones más amplias sobre cómo balancear soberanía económica con compromisos de integración regional.
Marco de protección ambiental: EPA y nuevas regulaciones
La Environmental Protection Agency (EPA) de Guyana es el organismo regulador líder responsable de la protección del medio ambiente y el uso sostenible de recursos naturales. Bajo el Environmental Protection Act, Cap. 20:05, la EPA tiene autoridad para autorizar, rechazar y monitorear actividades ambientales en todos los sectores, incluyendo el petrolero.
Autorización de actividades petroleras
En el sector petrolero, la EPA otorga permisos para actividades que incluyen:
- Levantamientos de exploración
- Perforación exploratoria
- Perforación de producción
La EPA debe realizar evaluaciones de impacto ambiental (EIA) exhaustivas antes de autorizar proyectos. La Unidad de Petróleo y Gas de la EPA, formada oficialmente en agosto de 2019, se enfoca en autorizar, monitorear y gestionar proyectos del sector, asegurando que las operaciones se realicen de manera ambientalmente amigable y sostenible.
Controversia sobre flaring y emisiones
Una de las controversias ambientales más significativas involucra la práctica de flaring (quema de gas natural) por parte de ExxonMobil. La licencia ambiental original de 2017 para el campo Liza Fase 1 prohibía el flaring excepto en situaciones de reparaciones técnicas o emergencias. Sin embargo, entre 2019 y 2023, la petrolera registró 1,298 episodios de quema de gas.
Activistas ambientales, incluyendo Sherlina Nageer, Melinda Janki y otros, demandaron a la EPA en 2021 después de descubrir a través de imágenes satelitales que ExxonMobil estaba realizando flaring sin autorización. En respuesta a la denuncia, la EPA revisó la licencia ambiental apenas un mes después, permitiendo ampliar el período de flaring de 3 a 60 días consecutivos, pero cobrando 45 dólares por cada tonelada de CO₂ emitida.
El análisis realizado por InfoAmazonia reveló que entre 2019 y 2023, ExxonMobil quemó 687 millones de metros cúbicos de gas en la costa de Guyana, liberando 1.32 millones de toneladas de CO₂ a la atmósfera, equivalente a las emisiones de casi 287,000 automóviles durante un año. Esto posiciona a Guyana como el segundo mayor emisor de gases de efecto invernadero por flaring en la Amazonía, después de Ecuador.
En 2023, la presidenta de la Suprema Corte, Roxanne George, dictó sentencia favorable a la petrolera, declarando que “no se ha demostrado que la modificación de la licencia haya provocado efectos adversos adicionales sobre el medio ambiente”. Vincent Adams, ex director de la EPA de Guyana, criticó duramente esta decisión, argumentando que “subvierte los principios ambientales, porque ahora el gobierno básicamente está diciendo ‘contaminen todo lo que quieran, siempre que puedan pagarlo'”.
Inclusión obligatoria de emisiones Scope 3
En un desarrollo más reciente, la justicia guyanesa estableció un precedente importante sobre evaluaciones de impacto ambiental. En diciembre de 2024, dos ciudadanas, Wintress Morris y Joy Marcus, presentaron una revisión judicial contra la EPA por no requerir la inclusión de emisiones Scope 3 (emisiones indirectas de gases de efecto invernadero resultantes del uso final de combustibles fósiles) en la EIA del proyecto Hammerhead de ExxonMobil.
El 18 de marzo de 2025, la jueza Simone Morris-Ramlall dictaminó que las emisiones Scope 3 forman parte de los efectos indirectos del proyecto y, por lo tanto, deben ser identificadas, descritas y evaluadas en las EIA realizadas conforme al Environmental Protection Act. Aunque la solicitud fue desestimada porque la EPA había modificado los Términos de Referencia de la EIA tras la presentación del caso para incluir explícitamente las emisiones Scope 3, la sentencia establece un precedente legal importante que obligará a futuras evaluaciones a considerar el impacto climático total de los proyectos petroleros.
Oil Pollution Prevention, Preparedness, Response and Responsibility Act 2025
El 17 de mayo de 2025, el Parlamento de Guyana aprobó el Oil Pollution Prevention, Preparedness, Response and Responsibility Act 2025 (Ley de Prevención, Preparación, Respuesta y Responsabilidad por Contaminación Petrolera de 2025), que representa la adición más reciente al marco regulatorio del sector petrolero del país.
Provisiones clave sobre responsabilidad
Esta legislación llena un vacío regulatorio crítico concerniente a responsabilidad, garantías financieras, compensación y sanciones en casos de contaminación petrolera. Las disposiciones más importantes incluyen:
Responsabilidad por contaminación petrolera (Secciones 17-22): Las “partes responsables” son responsables de todos los daños causados por derrames de petróleo, incluyendo costos de remoción, costos de restauración y cualquier otro costo derivado del derrame. El término “parte responsable” incluye propietarios u operadores de buques, operadores de instalaciones offshore y titulares de licencias de exploración, producción o ductos, así como los operadores o propietarios anteriores de instalaciones abandonadas o desmanteladas.
Garantías financieras obligatorias (Sección 27): Las partes responsables deben proporcionar garantías financieras suficientes para cubrir costos de limpieza y compensación. Esta disposición busca asegurar que las empresas tengan recursos disponibles inmediatamente en caso de un derrame, sin depender de litigios prolongados.
Sanciones por incumplimiento (Secciones 31-37): La ley incluye sanciones que van desde multas hasta la suspensión de licencias de exploración y producción para empresas que incumplan las normas, incluyendo aquellas que no ofrezcan las garantías financieras exigidas. Estas medidas punitivas buscan tener un efecto disuasorio ante posibles descuidos o prácticas de riesgo.
Rol del Comité de Derrames de Petróleo: La legislación asigna al Comité de Derrames de Petróleo del país funciones más formales para supervisar la industria y coordinar la respuesta a cualquier derrame.
Esta ley refleja el creciente reconocimiento del gobierno de que la supervisión ambiental debe fortalecerse para proteger los ecosistemas marinos y costeros del país, cuya producción de petróleo se espera que supere los 900,000 barriles diarios en 2025.
Desafíos de implementación y transparencia
A pesar de los avances legislativos, persisten desafíos significativos en la implementación y fiscalización del marco regulatorio.
Control de empresas fachada
En junio de 2024, el gobierno anunció que estaba intensificando medidas para controlar compañías petroleras que utilizan individuos o entidades locales como meras tapaderas para cumplir requisitos de contenido local, mientras los beneficios van al extranjero. El Ministerio de Recursos Naturales declaró su “compromiso de fomentar una industria petrolera transparente y equitativa que beneficie a todos los guyaneses”.
Auditorías de gastos y participación
En mayo de 2024, la junta de licitaciones de Guyana adjudicó a VHE Consulting un contrato de 1.5 millones de dólares (313.3 millones de dólares guyaneses) para auditar los gastos de Exxon y la participación en ganancias petroleras de Guyana para el período 2021-2023. Esta auditoría independiente busca verificar que la recuperación de costos reportada por las empresas sea legítima y que Guyana esté recibiendo su participación correcta.
Capacidad institucional limitada
Vincent Adams, ex director de la EPA, reveló que cuando asumió el cargo en 2018 encontró una institución mal preparada para lidiar con la industria petrolera: “No había ni un ingeniero especializado en petróleo”. Describió que la agencia apenas funcionaba para “ponerle un sello” a las solicitudes de ExxonMobil y sus socios, destacando las limitaciones de capacidad técnica que siguen siendo un desafío.
Llamados por mayor supervisión independiente
La oposición y observadores han pedido la creación de una nueva Comisión del Petróleo, similar a las de Brasil o Colombia, con el objetivo de eliminar consideraciones políticas partidistas de la gestión de la industria. Vickram Bharrat, Ministro de Recursos Naturales, calificó esta iniciativa como “algo en ciernes” pero se negó a comprometerse con un cronograma específico, afirmando que la administración ya cuenta con un marco legal adecuado.
Lo que cambia, lo que permanece: balance final
El marco legal y regulatorio de Guyana para hidrocarburos presenta una dualidad característica: la permanencia del PSA de 2016 para el Bloque Stabroek, con sus términos fiscales ampliamente criticados pero legalmente blindados contra renegociación, coexiste con un cambio sistemático en todas las demás dimensiones regulatorias.
Lo que permanece:
- Los términos del PSA de Stabroek (2% regalías, 75% recuperación de costos, exención fiscal corporativa)
- La cláusula de estabilidad contractual que prohíbe modificaciones unilaterales
- El compromiso gubernamental de honrar contratos existentes para mantener confianza inversionista
Lo que cambia:
- Términos fiscales para nuevos contratos: regalías del 10%, recuperación de costos del 65%, impuesto corporativo del 10%
- Marco regulatorio moderno bajo el Petroleum Activities Act 2023
- Requisitos obligatorios de contenido local con objetivos específicos de participación guyanesa
- Responsabilidad ambiental fortalecida con garantías financieras obligatorias
- Inclusión obligatoria de emisiones Scope 3 en evaluaciones de impacto ambiental
- Requisitos detallados de desmantelamiento con planificación anticipada
- Medidas de seguridad para protección de instalaciones petroleras
- Marco para almacenamiento geológico de carbono
Esta arquitectura dual refleja la tensión fundamental en la estrategia de Guyana: por un lado, el pragmatismo de respetar acuerdos que, aunque desfavorables, han generado miles de millones en ingresos y atraído inversión récord; por otro, la determinación de no repetir los mismos errores en futuros contratos. El verdadero test del marco regulatorio no será su elegancia legal, sino su capacidad de implementación efectiva en un país con capacidad institucional limitada que debe equilibrar aspiraciones de desarrollo con protección ambiental y equidad social, todo mientras navega presiones geopolíticas y la ventana finita de oportunidad que ofrece la economía global del petróleo.